Dual Exploration Model, come monetizziamo in anticipo le risorse
Anticipiamo il flusso di cassa cedendo ad altre aziende quote di nuove riserve, scoperte a costi competitivi grazie alle nostre tecnologie esplorative.
La strategia denominata “Dual Exploration Model” si basa su un principio semplice: mentre si accrescono le riserve di idrocarburi attraverso l’esplorazione, la scoperta e l’acquisizione di giacimenti, si trae vantaggio dalla monetizzazione anticipata ottenuta attraverso la vendita di quote di minoranza ad altri player, mantenendo sempre il controllo e la guida delle operazioni che rimangono a Eni. Questo approccio è particolarmente efficace nell’esplorazione di frontiera dove, grazie alle nostre tecnologie, spesso siamo i primi a individuare grandi giacimenti, per poi aprire la strada ad altre aziende.
Più in generale, il Dual Exploration Model è importante non solo per la cassa che genera, ma anche come riconoscimento, da parte del mercato, della valenza degli asset esplorativi e del profilo societario di Eni, che viene confermato ogni volta da queste acquisizioni da parte di altri operatori globali.
Nel quadriennio 2021-2024, continueremo a condurre l’esplorazione di frontiera all’interno di aree selezionate per il loro alto potenziale in Medio Oriente, Africa Orientale, Sud-Est asiatico e Golfo del Messico, così da poter applicare il Dual Exploration model in caso di successi sostanziali.
La prima volta che abbiamo utilizzato il dual exploration model fu nel 2013 in Mozambico edivenne un cambiamento radicale del nostro modello esplorativo. Oggi è un sistema consolidato, che applichiamo ormai ovunque si stimi di avere un potenziale esplorativo significativo.
Quel primo “esperimento” andò così: dopo aver effettuato una scoperta “giant” di gas naturale, cedemmo alla compagnia petrolifera cinese China National Petroleum Corporation (CNPC) la partecipazione del 20% dell’Area 4 nell’offshore del Mozambico, da poco scoperta, rimanendo proprietari del 50%. Dopo la “prima volta” in Mozambico, il Dual Exploration Model è stato applicato anche nel 2016 a Zohr, che al momento della scoperta era il più grande giacimento di gas naturale del mar Mediterraneo. In questo caso, le quote di minoranza nella concessione di Shorouk sono state cedute a BP e a Rosneft: agli inglesi è andato il 10%, mentre alla compagnia russa è stato ceduto il 30%. Con la stessa formula, a marzo del 2018 è stata definita la cessione di un ulteriore 10% alla Mubadala Petroleum.
Nel frattempo, nel 2017, si è conclusa la cessione di una ulteriore partecipazione indiretta del 25% dell’Area 4, nell’offshore del Mozambico, a ExxonMobil. Infine, nel 2019, Eni e Neptune Energy hanno firmato un accordo per la vendita da Eni di una quota di partecipazione del 20% dell’area Offshore East Sepinggan in Indonesia contenente la scoperta a gas di Merakes, la cui produzione è stata avviata ad aprile 2021. Questo nuovo progetto, in particolare, sfrutta le sinergie con le nostre infrastrutture già esistenti del progetto Jankrik e contribuirà all’incremento del gas nel nostro mix produttivo, in linea con i nostri obiettivi strategici.
Il Dual Exploration Model, come abbiamo visto, consente una riduzione degli investimenti e delle immobilizzazioni finanziarie, senza però perdere il controllo delle operazioni e sulle concessioni, garantendo così la rapida esecuzione dei progetti stessi. Inoltre, permette di volta in volta incassi elevati.
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